Дооборудование установки АВТ-1 пластинчатым теплообменником с целью снижения потерь компонентов бензина
Расчёт ректификационных колонн, аппаратов воздушного охлаждения, шаровой печи. Подбор материала для пластинчатого теплообменника и расчет на прочность фланцевых соединений. Расчёт изменения капитальных и текущих затрат и ожидаемой прибыли проекта.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 28.01.2016 |
| Размер файла | 1,1 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Расход сух. газа
Линия к К-4
1500нм3/ч
Регистрация
FIR-3011
Расход топ. газа
Линия К-4
1300нм3/ч
Регистрация
FIR-3012
Расход орошения К-1
Линия орошения
25-30м3/ч
Регистрация, Регулирование
FRC- 3020
Расход орошения
К-2
Линия подачи орошения к К-2
35-40 м3/ч
Регистрация, Регулирование
FRC- 3023
Расход бензина на абсорбцию
Трубопровод на выходе из Е-1, Е-2
22-25 м3/ч
Регистрация, Регулирование
FIRC-3040
4.3 Выбор технических средств автоматизации
Выбор приборов контроля и регулирования осуществляется в рамках государственной системы приборов (ГСП). Государственная система приборов предусматривает преобразование различных измеряемых параметров в единую форму информации, удобную для передачи информации на расстояние.
Наибольшее распространение получили в современных схемах пневматические и электрические сигналы регулирования. Пневматическая система регулирования имеет ряд достоинств: взрыво - пожаробезопасность, простота конструкции, низкая стоимость, надёжность в работе. Но есть и недостатки: сравнительно низкое быстродействие, ограниченность дистанционной передачи сигналов, необходимость в очищенном воздухе.
Электрическая система регулирования наоборот, имеет высокое быстродействие, но имеет высокую стоимость и обладает сложной конструкцией. Конкретные типы автоматических устройств выбирают с учётом особенностей объекта регулирования. Если учесть тот факт, что пульт управления будет находиться в непосредственной близости от объектов регулирования, то можно говорить о приоритете пневматических приборов. Применение этих приборов при прочих равных условиях обходится примерно на 30 % дешевле, чем электрических. Но применение, в схемах регулирования, электрических приборов гарантирует гораздо меньшее запаздывание и высокую точность измерения.
Для регулирования расходов выбираем расходомер переменного перепада давления со стандартным сужающим устройством - диафрагма. Такие расходомеры получили широкое применение. Метод измерения основан на том, что поток вещества, протекающего в трубопроводе, неразрывен и в месте установки сужающего устройства скорость его увеличивается. При этом происходит частичный переход потенциальной энергии давления в кинетическую энергию скорости, вследствие чего статическое давление перед местом сужения будет больше, чем за суженным сечением. Разности давлений до и после сужающего устройства - перепад давлений - зависит от расхода протекающего вещества и может служить мерой расхода. Диафрагму выбираем ДК6, камерную с условным давлением Ру = 0,6 Мпа и внутренним диаметром трубопровода 50-520 мм. [2].
Принимаем датчик разности давлений Метран - 100ДД-1460 с верхним пределом измерений - 4 МПа и выходным сигналом 0-20 мА.
В качестве первичного преобразователя температуры выбираем термоэлектрический преобразователь ТХК-0595-02, который применяется в диапазоне температур от - 40 до + 600°С, с выходным унифицированным сигналом от 0 до 20мА.
Для определения уровня принимаем поплавковые уровнемеры. Для передачи показаний на расстояние поплавковые уровнемеры имеют пневматическое устройство, которое называют пневмореле. Пневмореле питается сжатым воздухом давлением от 1,5 кгс/см2 до 10 кгс/см2. Максимальный ход штока пневмореле 10 мм, его можно регулировать в пределах регулировать в пределах 4-5 мм; выходное давление 1,0- 1,1 кгс/см2.
В качестве регулирующего прибора выбираем регулирующий микропроцессорный контроллер Ремиконт-130 с входным сигналом 0-20 мА.
В качестве регистрирующего, отображающего и сигнализирующего прибора выбираем прибор Технограф-160 с 12 каналами измерений и входным сигналом 0-20 мА.
Преобразователь электропневматический ЭТТП-М способен преобразовывать унифицированный аналоговый сигнал (0,5 мА, 0-20 мА, 4-20 мА) в унифицированный пропорциональный пневматический сигнал (0,02 - 0,1 МПа), обладает высоким классом точности (1,5).
Вывод
Система автоматизации установки АВТ - 1 позволяет не только поддерживать оптимальные параметры установки, но и обеспечивать заданную производительность при максимальной длительности межремонтных пробегов, а также улучшить условия труда персонала.
5. Безопасность жизнедеятельности
Организация безопасности работы на нефтеперерабатывающих предприятиях основана на знании опасных свойств сырья, промежуточных и конечных продуктов, на исключении контакта работающих с этими веществами и на проведение комплекса мероприятий, предотвращающих отравления, пожары, загорания и взрывы.
Большинство веществ, применяемых в нефтехимии, обладает вредными (токсичными), пожаровзрывоопасными свойствами.
5.1 Анализ вредных и опасных производственных факторов. Общие положения
Установка АВТ-1 предназначена для первичной переработки нефти. Процесс первичной перегонки нефти является пожаровзрывоопасным. Продуктами, определяющими взрывоопасность установки, являются: прямогонный газ, прямогонный бензин, лигроин, дизельное топливо, масляные дистилляты, затемненная фракция «СЛОП», полугудрон.
Процесс проводится при высоких температурах (до 410 °С) и высоких давлениях (до 0,6 МПа)
Установка включает в себя следующие блоки
- предварительный нагрев обессоленной нефти в теплообменниках за счет тепла отходящих и циркулирующих продуктов;
- фракционирование нагретой в теплообменниках нефти в первой ректификационной колонне К-1, нагрев нефти в трубчатых печах П-1 и П-2;
- фракционирование отбензиненной нефти во второй ректификационной колонне К-2 с получением бензина, лигроина, дизельного топлива, мазута;
- нагрев мазута в печи П-2, мазута в вакуумной колонне К-5 с получением масляных погонов, слона и полугудрона;
- защелачивание бензина едким натром.
В соответствии с технологической схемой выделено 5 технологических блоков.
На установке разработана инструкция по локализации и ликвидации аварийных ситуаций для руководства действиями обслуживающего персонала по локализации аварийных ситуаций и аварий первого уровня (А). Оперативная часть разработана для руководства действиями персонала технологического объекта, газоспасательного отряда, пожарных частей по локализации аварий уровня развития (Б).
Уровни развития аварий подразделяются:
- первый уровень (А) характеризуется возникновением и развитием ситуации в пределах одного технологического блока без влияния на смежные;
- второй уровень (Б) характеризуется развитием аварийной ситуации с выходом за пределы блока и возможным продолжением ее в пределах технологической установки;
- третий уровень (В) характеризуется развитием аварии с возможным разрушением смежных блоков, зданий, сооружений, построек на территории предприятия и за его пределами, а также поражением вредными веществами персонала предприятия и населения близлежащих пунктов.
5.2 Классификация технологических блоков по взрывоопасности
Установка атмосферно-вакуумная трубчатка АВТ-1 включает следующие блоки:
Блок № 1- предварительного нагрева обессоленной нефти за счет утилизации тепла циркулирующих и отходящих продуктов;
Блок № 2 фракционирования нагретой в теплообменниках нефти в первой ректификационной колонне К-1, нагрев нефти в трубчатых печах П-1 и П-2;
Блок № 3 - фракционирования отбензиненной нефти во второй ректификационной колонне К-2 с получением бензина, фракции прямогонной для производства РТ, дизельного топлива, мазута;
Блок № 4 - фракционирование мазута в вакуумной колонне К-5 с получением вакуумной дизельной фракции, масляных дистиллятов, слопа и полугудрона;
Блок № 5 - защелачивания бензинов в отстойниках А-1, 4.
Классификация технологических блоков по взрывоопасности представлена в табл. 5.1
Таблица 5.1. Классификация технологических блоков по взрывоопасности
|
Номер блока |
Номера позиций аппаратуры, оборудования по технологической схеме, составляющих технологический блок |
Относительный энергетический потенциал тех. блока, кДж |
Категория взрывоопасности |
Класс зоны по уровню опасности возможных разрушений, травмиро-вания персонала |
|
|
1 |
Теплообменники: Т-1; Т-1/1;Т-1/1,2; Т-2/1,2; Т-2/3; Т-3/1,2;Т-4/1,2; Т-4/3,4; Т-5/1,2; Т-5/3,4;Т-6/0; Т-6/1;Т-6/2; Т-6/3; Т-6/4; Т-6/5; Т-6/6;Т-7/1,2; Т-7/3,4; Т-8/1,2; Т-8/3,4;Т-8/5; Т-8/6; Т-8/7;Насосы: Н-1, 36, Н-34а |
23 |
3 |
Класс 1 R1= 17,4 мКласс 2 R2= 25,65 мКласс 3 R3= 43,97 мКласс 4 R4= 128,24 мКласс 5 R5= 256,48 м |
|
|
2 |
Колонны: К-1; К-4Емкость: Е-1а; Е-3Печи: П-1, П-2;Насосы: Н-2,3;Н-6,9;Н-33,33а,Н-34Холодильники: 1АВГ-1,2; 1ХВ-1,2;Отстойник: А-7;Теплообменник: Т-19/1,2 |
43 |
1 |
Класс 1 R1= 53,01 мКласс 2 R2= 78,12 мКласс 3 R3= 133,92 мКласс 4 R4= 390,6 мКласс 5 R5= 781,2 м |
|
|
3. |
Колонны: К-2; К-3Емкость: Е-2; Е-4Насосы: Н-4,5; Н-7,8; Н-12,13,Н-14,15; Н-16,17; Н-18,18а;Н-35,35а;Холодильники: АВЗ-2; АВЗ-2а;2ХВ-1,2; 2АВГ-1,4; ХВ-3; ХВ-4/1,2 |
50 |
1 |
Класс 1 R1= 64,26 мКласс 2 R2= 94,7 мКласс 3 R3= 162,34 мКласс 4 R4= 473,48 мКласс 5 R5= 946,96 м |
|
|
4. |
Колонны: К-5;Баромконденсатор А-10;Насосы: Н-10,11; Н-22,23,Н-24,25; Н-26,27; Н-28,29;Н-30,31; Н-32/1,2;Пароструйный эжектор А-18;Холодильники: ХВ-5/1,2; ХВ-6 |
26 |
3 |
Класс 1 R1= 20,94 мКласс 2 R2= 30,86 мКласс 3 R3= 52,9 мКласс 4 R4= 154,28 мКласс 5 R5= 308,56 м |
|
|
5 |
Отстойники А-1, А-4, А-5 |
9 |
3 |
Класс 1 R1= 2,55 мКласс 2 R2= 3,75 мКласс 3 R3= 6,43 мКласс 4 R4= 18,76 мКласс 5 R5= 37,52 м |
Класс 1 - зона полного разрушения строительных конструкций, зданий с обрушением; класс 2 - зона частичного разрушения с обрушением 50 % строительных конструкций; класс 3 - зона частичного разрушения строительных конструкций без обрушения; класс 4 - зона разрушения рам, дверей, легких внутренних перегородок помещений; класс 5 - зона частичного, менее 10%, разрушения остекления помещение.
5.3 Классификация производства по пожаровзрывоопасности
Основные термины и определения, используемые при классификации производства.
Помещение - пространство, огражденное со всех сторон стенами (в том числе окнами и дверями), покрытием (перекрытием) и полом.
Наружная установка - установка, расположенная вне помещения (снаружи) открыто или под навесом либо за сетчатыми или решетчатыми конструкциями.
Взрывоопасная зона - помещение или ограниченное пространство, в помещении или наружной установке, в котором имеются или могут образоваться взрывоопасные смеси.
Взрывоопасные зоны делятся на классы В-1, В-la, В-1в, В-1г, В-2 и В-2а.
На установке имеется два класса помещений по взрывоопасности: В-1а, В-1г (табл.5.3).
Зона класса В-1а -- зоны, расположенные в помещениях, в которых при нормальной эксплуатации взрывоопасные смеси горючих газов (независимо от нижнего концентрационного предела воспламенения) или паров ЛВЖ с воздухом не образуется, а возможно только в результате аварий или неисправностей.
Зоны класса В-1г -- пространства у наружных установок: технологических установок, содержащие горючие газы или ЛВЖ; надземных и подземных резервуаров с ЛВЖ или горючими газами (газгольдеры), эстакад для слива и налива ЛВЖ; открытых нефтеловушек.
Категории взрывопожарной и пожарной опасности помещений и зданий приведены ниже (см. табл.5.2).
В соответствии с правилами устройства электроустановок (ПУЭ), класс взрывоопасной зоны, в зависимости, от которого производится выбор электрооборудования, приведен ниже в (см. табл. 5.2).
Таблица 5.2. Взрывопожарная и пожарная опасность. Санитарная характеристика производственных зданий, помещений и наружных установок
|
Наименование производственных зданий, помещений, наружных установок |
Категория взрывопожарной и пожарной опасности помещений и зданий |
Классификация зон внутри и вне помещений для выбора и установки электрооборудования по ПУЭ |
Группа производс-твенных процессов по санитарной характеристике |
Средства пожаротушения |
|||
|
класс взрывоопасной зоны |
категория и группа взрывоопасных смесей |
наименование веществ, определяющих категорию и группу взрывоопасных смесей |
|||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
|
Наружная установка |
А |
В-1г Для печи норма в радиусе 5 м от печи |
IIА-Т3 |
бензин |
IIIБ |
ВПУ, пар, песок, кошма, паровая завеса, кольца орошения, сухотрубы, лафетные стволы |
|
|
Помещение холодной насосной |
А |
В-1а |
IIА-Т3 |
бензин |
IIIБ |
Паротушение, ОВП-100, ОУ-10, ОУ-5, песок, ВПУ |
|
|
Венткамера приточная |
Д |
норма |
Огнетушитель ОУ или ОП |
||||
|
Помещение горячей насосной |
А |
В-1а |
IIА-Т3 |
дизельное топливо |
IIIБ |
Паротушение, ОВП-100, ОУ-10, ОУ-5, песок, ВПУ |
|
|
Помещение РП |
Д |
норма |
Песок |
||||
|
Помещение печной насосной |
А |
В-1а |
IIА-Т3 |
дизельное топливо |
IIIБ |
Паротушение, ОВП-100, ОУ-10, ОУ-5, песок, ВПУ |
|
|
Щелочное отделение |
А |
В-1а |
щелочь |
IIIБ |
Огнетушитель ОУ-10, ОУ-5, песок, кошма |
||
|
Операторная и помещение КИП |
Д |
норма |
Огнетушители ОП, песок |
||||
|
Технологическая насосная открытого исполнения (холодная) |
А |
В-1а |
IIА-Т3 |
бензин |
IIIБ |
Песок, огнетушитель ОП, ОУ |
|
|
Технологическая насосная открытого исполнения (горячая) |
Б |
В-1а |
IIА-Т3 |
гудрон |
IIIБ |
Песок, огнетушитель ОП, ОУ |
Размещено на http://www.allbest.ru/
5.4 Характеристика опасности производства
Под характеристикой опасности производства подразумевают вредные (токсичные) и пожаровзрывоопасные свойства сырья, полупродуктов, готовой продукции и отходов производства [27].
По ГОСТ 12.007-76, вредными веществами называются вещества, которые при контакте с организмом человека, в случае нарушения требований безопасности, могут вызвать производственные травмы, профессиональные заболевания или отклонения в состоянии здоровья, обнаруживаемые современными методами, как в процессе работы, так и в отдаленные сроки жизни настоящего и последующих поколений.
Воздействие вредных веществ на организм человека приводится в табл. 5.3.
В соответствии с ГОСТ 12.1.007-76, по степени воздействия на организм человека, вредные вещества, применяемые в промышленности, подразделяются на четыре класса опасности:
1- вещества чрезвычайно опасные;
2- вещества высокоопасные;
3- вещества умеренно опасные;
4- вещества малоопасные.
Таблица 5.3.Токсические свойства сырья, нефтепродуктов, готовой продукции и отходов производства
|
Наименование веществ |
Характеристика токсичности (воздействие на организм человека) |
|
|
Нефть |
Нефть представляет собой сложную смесь органических соединений, главным образом углеводородов. Действие углеводородов наркотическое, вызывает судороги, повышенное кровенное давление, заболевание органов дыхания, нарушение работы желудочно-кишечного тракта, повышенное чувство утомляемости, головную боль, раздражительность, расстройство сна, головокружение, боли в области сердца. При воздействии на кожу вызывает сухость, пигментацию или стойкую эритему, фолликулиты, угри, бородавки на открытых и закрытых частях тела. |
|
|
Газ |
Газ нефтепереработки вызывает удушье, головокружение, тошноту, рвоту. |
|
|
Бензин |
Бесцветная горючая жидкость, действует как наркотик, вызывает головную боль, беспричинную вялость, сухость во рту, тошноту, нервные расстройства, сопровождаемую мышечной слабостью, вялость, утомляемость, сонливость. При попадании на кожу может вызвать как острые воспаления, так и хронические. |
|
|
Лигроин |
Бесцветная маслянистая жидкость. При отравлении вызывает тошноту, рвоту, головную боль. |
|
|
Дизельное топливо |
Горючая жидкость, относится к малотоксичным веществам. Раздражает слизистую оболочки глаза и кожу человека. |
|
|
Мазут |
Горючее, малотоксичное вещество. При работе необходимо применять индивидуальные средства защиты. |
В табл. 5.3 представлено негативное воздействие продуктов установки АВТ-1, их токсическое воздействие и первые признаки отравления токсичными веществами.
5.5 Меры безопасности при эксплуатации производственных объектов
5.5.1 Требования безопасности при пуске и остановке технологических систем и отдельных видов оборудования, вывод их в резерв, нахождении в резерве и при вводе из резерва в работу
Пуск установки осуществляется после проведения ремонта или любой остановки установки.
При пуске установки необходимо выполнить следующие мероприятия:
- проверить состояние установки: территорию, производственные помещения, маршевые лестницы, площадки, ограждения и т.д.. С территории должны быть убраны доски, металлолом, мусор, трубы, леса, газо- и электросварочные аппараты и прочие посторонние предметы. Все колодцы должны быть очищены, закрыты, засыпаны песком слоем 10 см;
- первичные средства пожаротушения и газозащиты должны быть проверены, находится в отведенных местах, аварийный инструмент укомплектован, опломбирован;
- проверить визуально состояние аппаратов, технологических трубопроводов. Запорная арматура, насосы, вентиляция должны быть в исправном состоянии, трубопроводы, аппараты освобождены от воды. Датчики приборов должны быть прокачены разделительной жидкостью.
Убедившись в исправном состоянии оборудования, канализации принять на установку пар, воду, электроэнергию, воздух, реагенты.
5.5.2 Меры безопасности при остановке установки
При остановке установки соблюдать следующие меры безопасности:
температуру на выходе из печей снижать постепенно с одновременным снижением производительности установки;
шуровку печей перевести на жидкое топливо;
снижение температуры дымовых газов на перевалах печей производить вручную, уменьшая количество работающих форсунок;
жидкие продукты с аппаратов откачать до сброса насосов;
при полном охлаждении и освобождении системы собрать схему для пропарки;
при остановке установки в зимних условиях принять меры, исключающие размораживание аппаратов и трубопроводов.
5.5.3 Вывод оборудования в резерв, нахождение в резерве, ввод его в работу
Оборудование считается резервным, когда оно находится в исправном состоянии, полностью укомплектовано приборами, средствами сигнализации и блокировки, испытано в рабочих условиях, имеется заключение механика установки о его готовности к эксплуатации.
В исключительных случаях допускается аварийный резерв:
оборудование, которое может быть включено в работу на время устранения неполадок основного оборудования.
Насосному оборудованию, длительно находящемуся в резерве, не реже одного раза в месяц проводить обкатку на нормальном режиме.
Центробежным насосом ежевахтно проворачивать вал от руки.
5.5.4 Меры безопасности при ведении технологического процесса
Безопасная работа установки зависит от квалификации обслуживающего персонала, соблюдения правил техники безопасности, пожарной и газовой безопасности, правил технической эксплуатации оборудования и коммуникаций, соблюдения норм технологического регламента.
К работе допускаются лица, достигшие 18-ти летнего возраста, прошедшие инструктаж по технике безопасности, теоретическое и практическое обучение безопасным приемам и методам работы и сдавшие экзамен на допуск к самостоятельной работе.
Все действующие инструкции и положения по технике безопасности должны быть в наличии. Знание и соблюдение их персоналом обязательно.
Работать можно только на исправном оборудовании. Постоянно следить за работой приборов контроля и автоматики, систем сигнализации и блокировок.
Строго выдерживать все параметры технологического режима.
Для обеспечения безопасности и надежности работы установки предусмотрены следующие мероприятия:
во избежание загазованности в помещениях операторной, электрощитовых, трансформаторных подстанций создается избыточный подпор воздуха;
с целью уменьшения потерь нефтепродуктов через сальники насосов применены торцевые уплотнения;
все аппараты, работающие под давлением, снабжены предохранительными клапанами. Сброс с контрольных клапанов осуществляется в факельную линию, сброс от рабочих предохранительных клапанов в атмосферу. На линии «Газ на факел» установлена задвижка для разобщения факельной линии при работе установки, она должна быть открыта и опломбирована;
эл. двигатели, кнопки управления, освещение установки выполнено в соответствии с действующими нормативами и принятого взрывозащищенного исполнения ВЗГ;
в помещениях насосных предусмотрена сигнализация довзрывной концентрации (СТМ-10 -от нижнего предела взрываемости).
5.5.5 Основные опасности производства, обусловленные специфическими особенностями технологического процесса
С точки зрения техники безопасности установка атмосферно-вакуумной перегонки относится к взрывопожароопасным производствам.
Согласно нормам проектирования производственных зданий промышленных предприятий установка по взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности относится к категории «А».
В соответствии с санитарными нормами установка относится к группе производственного процесса - III б.
Пожаровзрывоопасность установки заключается:
в наличии легковоспламеняющихся газов и паров нефтепродуктов, способных в смеси с воздухом образовывать взрывоопасные смеси;
в наличии высоких температур;
в наличии высоких давлений;
в способности нефти и нефтепродуктов при своем движении образовывать статическое электричество;
в способности нефти и нефтепродуктов при высоких температурах выделять сероводород;
в способности нефтепродуктов образовывать в аппаратах пирофорное железо
Наиболее опасными местами на установке являются:
колодцы промливневой канализации;
колодцы свежей и оборотной воды;
места отбора проб щелочи у А-1,3,4,6;
места отбора проб бензина, лигроина, дизельного топлива;
места дренирования воды из емкостей Е-1а, Е-2;
насосная, по перекачке светлых нефтепродуктов;
площадки обслуживания форсунок на П-1,2.
Основными причинами, способными привести к аварии на установке являются:
отступление от установленного технологического режима эксплуатации установки (температуры, давления);
несоблюдение инструкций по технике безопасности и противопожарных правил, установленных для установок АВТ;
нерегулярное проведение профилактического осмотра и ремонта оборудования
неисправность вентиляционного оборудования;
пропуск во фланцевых соединениях или через сальники насосов;
прорыв прокладки на трубопроводах с нефтепродуктами;
разрыв трубопровода с нефтью или нефтепродуктом;
неисправность предохранительных клапанов.
5.6 Возможные аварийные ситуации и способы их устранения
На установке АВТ-1 разработан перечень инцидентов, способных привести к аварийной ситуации, в результате которых технологический процесс может выйти за разрешенные пределы параметров. Для ликвидации этих ситуации создан план ликвидации аварийных ситуации, важнейшие из которых приведены ниже в табл. 5.4.
Таблица 5.4. Важнейшие инциденты, аварийные ситуации и способы их устранения
|
Возможные производственные инциденты, аварийные ситуации |
Предельно допустимые значения параметров, превышение (снижение) которых может привести к аварии |
Причины возникновения производственных неполадок, аварийных ситуаций |
Способы устранения |
|
|
Сбросили сырьевые насосы Н-1,36 |
Расход сырья менее 180 м3/ч поз. FQIRC 3015,3016, 3017 |
Понизилась производительность на ЭЛОУ. |
Сообщить диспетчеру УП.Понизить производительность установки.Повысить производительность на ЭЛОУ |
|
|
Попал газ на прием сырьевого насоса |
Сообщить оператору на ЭЛОУ. Сбросить газовую пробку с приема сырьевого насоса |
|||
|
Идет темный бензин из К-1 |
Уровень более 80%поз. LIRA 4007 |
Переполнена колонна К-1. |
Сообщить диспетчеру УП. Сообщить на ЭЛОУ о пониже-нии загрузки. Понизить заг-рузку и увеличить откачку К-1 |
|
|
Идет темный бензин из К-2 |
Уровень более 80% поз. LIRCA 4014 |
Переполнена колонна К-2. |
Сообщить диспетчеру УП.Сообщить на ЭЛОУ о понижении загрузки. Понизить загрузку установки по нефти.Увеличить откачку колонны К-2 |
|
|
Идет темная фракция РТ |
Уровень более 80% поз. LIRCA 4014 |
Переполнена колонна К-2. |
Сообщить диспетчеру УП.Перевести лигроин в парк смешения. Увеличить откачку колонны. Понизить загрузку колонны по нефти |
|
Пропускает теплооб-менник фракции РТ (Т-1/1, Т-2/3)Пропускает тепло-обменник I-го ц.о. (Т-5/1,2; Т-4/3,4) |
Сообщить диспетчеру УП.Перевести фракцию РТ в парк смешения. Выявить пропуска-ющий теплообменник и иск-лючить его из технологической схемы |
|||
|
Температура выше 200 С ТIRCА 1036 |
Сбросил насос ВЦО (Н-18,18а) |
Сообщить диспетчеру УП. Перевести фракцию РТ в парк смешения. Пустить резервный насос |
||
|
Идет темное диз. топливо |
Уровень более 80% поз. LIRCA 4014 |
Переполнена колонна К-2 |
Сообщить диспетчеру УП. Перевести откачку дизтопли-ва в парк смешения. Увели-чить откачку колонны К-2 |
|
|
Пропускает тепло-обменник дизтоплива (Т-6/0,Т-2/1,2;Т-8/2) Пропускает теплооб-менник I-го (Т-5/1, 2; Т-4/3,4) или II-го (Т-6,2; Т-6/6) Ц.О. |
Сообщить диспетчеру УП. Перевести откачку дизтопли-ва в парк смешения. Выявить пропускающий теплообмен-ник и отключить его. Пони-зить загрузку колонны. Сни-зить расход пара в колонну |
|||
|
Температура выше 300 С ТIRCА 1035 |
Сбросил насос НЦО (Н-12,13) |
Сообщить диспетчеру УП. Перевести откачку диз. топлива в парк смешения. Пустить резервный насос |
||
|
Резко поднялась температура нефти или мазута на выходе П-1, П-2. |
Температура вы-ше 365 С Поз.TIRА 1027, 1028, 1043,1044 Температура выше 365 С, поз. TIRCА 1029L,1029P Температура выше 420 С, поз. TIRCА 1045L,1045P Расход менее 15 м3/ч поз.FIRА 3031L, 3031P Расход менее 25 м3/ч поз.FIRCA 3021L,3021P, 3020L,3020P Расход менее 30 м3/ч поз.FIRCA 3030L, 3030P |
Сбросил печной насос (Н - 2, 3; Н - 4, 5). |
Перекрыть подачу топлива на печи П-1,2. Дать пар через все форсунки. Прогреть резервный насос и пустить его. Зажечь форсунки |
|
|
поз. PRCA 2004 |
Поднялось давление газа в топливной системе. |
Прикрыть клапаны на подаче газа в печи. Сбросить избы-точное давление газа на свечу |
||
|
Идет бензин с высокой температурой конца кипения |
Температура выше 150 С, поз.TIRCА 1013, 1031 |
Превышения температуры верха К-1, К-2. |
Понизить температуру верха колонн. Повысить давление в К-1, К-2 |
|
|
Резко поднялось давление в К-1. |
Давление более 3,0 кгс/см2 поз. PIRА 2006 |
Нефть на установку поступает с водой |
Предупредить диспетчера УП, оператора ЭЛОУ о понижении загрузки и попадании воды с нефтью. Понизить загрузку и закрыть пар в К-1. При наличии резерва включить в работу все АВО |
|
|
поз. FIR 3012,3019 поз. PRCА 2004 |
Сократился расход газа на ГФУ (печи). |
Предупредив ГФУ, сбросить газ на свечу с А-7 или перейти на свой газ, закрыв сброс газа на ГФУ. Сократить расход пара в К-1. Предупредив ЭЛОУ, понизить загрузку установки |
||
|
Фракция РТ и диз. топливо идут с низкой температурой вспышки |
поз. FIRС 3026, 3028,3029 |
Недостаточная подача пара в К-2, К-3. |
Увеличить подачу пара в К-3/1,2. Понизить давление в К-2 |
|
|
поз. TIRCА 1029L, 1029P Давление более 1,0 кгс/см2 поз. PIRА 2009 |
Недостаточный подогрев или высокое давление в колонне. |
Поднять температуру на выходе из печи П-1. Понизить давление в К-2. Поднять температуру верха К-2. Понизить расход I и II ц.о. К-2 или увеличить вывод фракции |
||
|
Идут темный средневязкий и вязкий дистилляты из К-5. |
Уровень более 80% поз. LIRCА 4021 |
Переполнена колонна К-5. |
Сообщить диспетчеру УП. Перевести средневязкий и вязкий дистилляты в мазут. Увеличить откачку К-5. Понизить загрузку К-5, пере-ведя откачку части мазута помимо К-5 |
|
|
Пропуск теплообмен-ников Т-6/4; Т-7/1,2; Т-4/1,2; Т-5/3,4; Т-6/3; Т-7/3,4. |
Выявить и отключить пропус-кающий теплообменник. Перевести средневязкий и вязкий дистилляты в мазут. |
|||
|
Вынос тяжелых фракций. |
Увеличить подачу циркуля-ционного орошения, умень-шить вывод погонов. Уменьшить вывод вакуумного газойля из К-5 |
|||
|
Падение вакуума в К-5 |
поз. FIRC 3037 |
Прекратилась подача дизтоплива в А-10. |
Потушить П-2 и дать пар через все форсунки. Вакуумную часть перевести на циркуляцию. |
|
|
Имеется подсос воз-духа на сбросе воды с промежуточных конденсаторов А-18. |
Последовательным отключением эжекторов выявить неисправный и выключить его из работы. |
|||
|
Попадает нефть с оро-шением К-5-пропуск теплообменника: Т-6/3; Т-7/3,4 |
Выявить пропускающий теплообменник и отключить его из работы. |
|||
|
Имеется подсос во фланцевых соедине-ниях, люках колонны К-5. |
По характерному свисту определить место подсоса. Если нет возможности устранить подсос воздуха, то вакуумную часть остановить на ремонт |
|||
|
Идет обводненный бензин |
Поз.LIRCА 4006, 4012 |
Унос воды с бензином. |
Проверить отстой воды в Е-1а, Е-2 и сдренировать их до бензина. Проверить отстой воды в А-1, 4. Поднять давле-ние в отстойниках бензина. |
|
|
Большое содержание железа в дренажной воде Е-1а, Е-2. |
поз. FIRC 3022 поз. PIR 2019 поз. LIRА 4024 |
Коррозия оборудования. |
Проверить подачу аммиачной воды в К-2 и щелочи в К-1. Проверить давление аммиака (аммиачной воды) и в случае низкого давления потребовать от реагентного хозяйства повысить его. В случае большого содержания солей в нефти, потребовать от ЭЛОУ принятия мер к сокращению содержания солей в обессоленной нефти. Увеличить подачу щелочного раствора в нефть |
|
|
Прекращение подачи эл. энергии |
- |
Исчезновение напряжения |
Сообщить диспетчеру УП. Вызвать деж. электрика. При необходимости остановить установку |
|
|
Прекращение подачи воды на охлаждение насосов |
- |
Остановился насос |
Сообщить диспетчеру УП. Выяснить причину. Перейти на воду из «мокрого колодца». При отсутствии воды более 15 минут установку аварийно остановить |
|
|
Прекращение подачи воздуха |
- |
Остановился компрессор |
Сообщить диспетчеру УП. Переключиться на линию воздуха с компрессорной 81-41. При отсутствии воздуха более 30 минут установку аварийно остановить |
|
|
Прекращение подачи оборотной воды |
- |
Остановился насос |
Сообщить диспетчеру УП. Выяснить причину. Перейти на воду из «мокрого колодца». При отсутствии воды более 20 минут перевести вакуумный блок на циркуляцию. При необходимости остановить установку |
|
|
Прекращение подачи пара |
- |
Отсутствует давление пара в магистральном трубопроводе |
Сообщить диспетчеру УП и ц. 22. Перекрыть пар из магистрали. Снизить загрузку установки до 180 м3/ч. Вакуумный блок остановить. При необходимости остановить установку |
|
|
Нарушение в системе канализации |
- |
Нет проходимости между колодцами |
Сообщить диспетчеру ц. 23. Установить откачивающие механизмы |
|
|
Прорыв горючих газов |
- |
Разрыв трубопровода |
Сообщить диспетчеру УП. Исключить пропускающий участок трубопровода из технологической схемы. при невозможности отключения установку аварийно остановить |
|
|
Отсутствие тяги на печах П-1,2 |
Закрылся шибер Обвалился боров печи. Затоплен боров печи. |
Сообщить диспетчеру УП. Максимально открыть шиберы. Снизить загрузку на установку. При затоплении сообщить диспетчеру цеха №23. В зависимости от ситуации перевести установку на циркуляцию либо аварийно остановить установку |
5.7 Безопасные методы обращения с пирофорными отложениями
Пирофорные соединения, способные к самовозгоранию при контакте с кислородом воздуха, могут образовываться при хранении, транспортировке и переработке сернистой нефти и нефтепродуктов на незащищенных поверхностях трубопроводов, емкостей, аппаратуры и оборудования. Активность пирофорных отложений определяется температурой возгорания.
Образование пирофорных соединений связано с воздействием на железо и его окислы:
в газовой и паровой фазе (над поверхностью нефтепродукта) сероводорода, содержащегося в газах и парах нефтепродукта;
в жидкой фазе (под поверхностью нефтепродукта) - элементарной серы и растворенного сероводорода.
Наибольшей активностью обладают пирофорные отложения, образующиеся под воздействием сырых дистиллятов светлых нефтепродуктов, содержащих элементарную серу и сероводород.
Активность пирофорных соединений возрастает с повышением температуры окружающей среды, хотя самовозгорание их возможно при любой, даже самой низкой температуре.
При подготовке и проведении ремонтных работ необходимо предусмотреть мероприятия по дезактивации пирофорных соединений до вскрытия и разгерметизации аппаратов, трубопроводов, емкостей, арматуры с последующим их удалением.
При чистке аппаратов, емкостей и другого оборудования, где возможно отложение пирофорных соединений, применять инструменты, не дающие искру.
Грязь и отложения, извлекаемые из аппаратов при очистке и вывозке должны поддерживаться во влажном состоянии, под слоем воды до удаления их с территории. Отложения, находящиеся на стенках аппаратов должны непрерывно смачиваться во время чистки.
Сернистые отложения, извлеченные из аппаратов, должны отвозиться в специально отведенные места, где их воспламенение после высыхания не может привести к пожару, или эти отложения должны закапываться в местах, согласованных с пожарной охраной объекта.
5.8 Способы обезвреживания и нейтрализации продуктов производства при разливах и авариях
При обнаружении течи и разлива нефтепродуктов, утечки газов немедленно принимаются меры по их устранению. Разлитый нефтепродукт собирается. Место розлива засыпается песком или сорбентом. Загрязненный песок (сорбент) размещается в шламонакопителе по согласованию с ПДО, УВК и ОСВ, ООП.
Разлитая щелочь смывается струей воды в канализацию.
При попадании щелочи на кожу или в глаза пораженный участок промывают водой.
5.9 Средства индивидуальной защиты работающих
К средствам индивидуальной защиты на установке относятся:
костюм хлопчатобумажный;
ботинки кожаные;
рукавицы комбинированные;
фильтрующий противогаз с коробкой марки ВК;
защитные очки.
При выполнении работ в зимнее время дополнительно выдаются ватные брюки и куртка.
Для проведения работ в емкостях, колодцах, колоннах рабочему выдается прорезиненный костюм, резиновые сапоги.
Кроме того, технологический объект комплектуется:
шланговыми противогазами ПШ-1 с комплектом масок, спасательным поясом и веревкой для проведения работ в газоопасных местах;
аварийным запасом фильтрующих противогазов;
медицинской аптечкой с необходимым набором медикаментов для оказания первой помощи пострадавшему.
5.10 Возможность накапливания зарядов статического электричества, их опасность и способы нейтрализации
Способность нефтепродуктов при определенных условиях накапливать заряды статического электричества может стать причиной возникновения пожара и аварии.
Электрические заряды возникают как в самом нефтепродукте, так и на стенках аппаратов и трубопроводов, в которых он находится.
Для предупреждения возможности возникновения опасных искровых разрядов с поверхности оборудования установки предусмотрен отвод зарядов статического электричества путем заземления зданий, технологических аппаратов, трубопроводов, корпусов насосов, электродвигателей.
5.11 Безопасный метод удаления продуктов производства из технологических систем и отдельных видов оборудования
Колонны, теплообменники и аппараты воздушного охлаждения освобождаются от нефтепродуктов по линии выхода продуктов в парк.
Остаточные нефтепродукты из аппаратов по линии освобождения дренируется в ПЛК.
5.12 Основные опасности применяемого оборудования и трубопроводов, их ответственных узлов и меры по предупреждению аварийной разгерметизации технологических систем
В процессе эксплуатации оборудования, трубопроводов и их ответственных узлов возможны утечки газа, нефтепродукта через не плотности в резьбовых, фланцевых соединениях, в сварные швы, сальниковые и торцовые уплотнения запорной арматуры и насосного оборудования.
С целью предупреждения аварийной разгерметизации технологических систем последние обеспечиваются расчетным количеством предохранительных клапанов.
Перед пуском в эксплуатацию оборудования, трубопроводы и ответственные узлы подвергаются прессовке на максимальное рабочее давление с целью выявления неплотностей систем и дальнейшего их устранения.
Периодически аппараты и трубопроводы подвергаются техническому освидетельствованию.
5.13 Предусмотренные меры безопасности и противоаварийной защиты
На установке предусмотрено аварийное освобождение блоков от нефтепродуктов с применением запорных устройств с ручным управлением.
Печи оборудованы паровой завесой, подача пара производится открытием соответствующей задвижки на паровой гребенке.
Предусмотрена подача острого пара, как в змеевики печи, так и в камеры сгорания, а также на блок теплообменников и колонн.
Световая и звуковая сигнализация срабатывает при предельно допустимых значениях технологических параметров.
Котлонадзорные аппараты укомплектованы предохранительными клапанами СППК, сброс с которых предусмотрен в факельную линию.
5.14 Расчет молниезащиты установки АВТ-1
Расчет производился для блока ректификационных колонн.
В качестве молниеотводов применяются натянутые стальные тросы с поперечным сечением 55 мм2 .
Габаритные размеры защищаемой площадки:
длина l=28м; высота h=45м; ширина=25м.
Установка АВТ-1 находится в местности с интенсивностью грозовой деятельности 20-40 часов в год.
Среднегодовое число ударов молнии на 1 км2 земной поверхности n=3.
Молниеотвод двойной тросовый.
Число ударов молнии в конструкции блоков колонн при отсутствии молниезащиты:
N=(s+6•h) • (l+6•h) • n / 1000000; (5.1)
N= (25+6•45) • (28+ 6•45) • (28+6 •45) • 3 / 1000000 = 0,26
Так как N<1 (0,26<1), то зону защиты следует выбрать типа «В», степень надежности которой соответствует 95% и выше.
Зона типа «В» существует при
l < 5•h (28< 5•45=225)
Радиус границы зоны защиты на уровне верха колонн rх = 5м.
Высота подвеса молниеотвода:
hМ = (rх + 1,85•h) / 1,7 = 52м. (5.2)
Высота опор:
hC = hМ + 2; (5.3)
hC = 52 + 2 = 54.
Высота вершины конуса зоны защиты:
h0 = 0,92 • hМ; (5.4)
h0 = 0,92 • 52 = 47,84м.
Радиус границы зон защиты на уровне земли:
r = 1,7 • hМ; (5.5)
r = 1,7 • 52 = 88м.
Таким образом, границы зон защиты на высоте конструкции (47м) и на уровне земли (радиусом 88м) обеспечивает защиты блока ректификационных колонн от поражения молнией.
пластинчатый теплообменник фланцевый ректификационный
Выводы
В данном разделе были рассмотрены и проанализированы вредные и опасные производственные факторы. Произведена классификация технологических блоков по взрывоопасности. Предложен к рассмотрению перечень возможных инцидентов и способы их устранения. Рассчитана молниезащита установки АВТ-1. В заключение на рис. 5.1 разработан план расположения средств пожаротушения и эвакуации на установке по первичной переработке нефти.
6. Экологический раздел
6.1 Отходы производства
6.1.1 Сточные воды
На установке используется система оборотного водоснабжения. Вода, используемая в водяных холодильниках, выводится обратно в систему. Вода, используемая для охлаждения насосно-компрессорного оборудования, сбрасывается в промливневую канализацию. Содержание нефтепродуктов в этой воде не должно превышать 50 мг/л.
Хозпитьевая вода после использования сбрасывается в хозфекальную канализацию. Периодический сброс воды или конденсата после промывки или пропарки аппаратуры проводится в промливневую канализацию. Выбросы в сточные воды приведены в табл. 6.1.
Таблица 6.1. Выбросы в сточные воды
|
№ пп |
Наименование стока |
Кол-во образующихся сточных вод, м3/ч |
Условия (метод) ликвидации, обезвреживания, утилизации |
Периодичность сбросов |
Место сброса |
Установленная норма содержания загрязнений в стоках, мг/л |
Примечание |
|
|
1. |
Вода изЕ-1а, Е-2 |
0,5 |
- |
Постоянно |
ПЛК |
- |
||
|
2. |
Вода после охлаждения насосов |
5,0 |
- |
Постоянно |
ПЛК |
Н/продукт -150Взвешенные вещества - 90 |
6.1.2 Выбросы в атмосферу
Постоянно выводятся в атмосферу дымовые газы с печей через трубы. Отработанный воздух общеобменной вентиляции сбрасывается в атмосферу через вытяжные шахты. Данные по выбросам в атмосферу приведены в табл. 6.2.
Таблица 6.2. Выбросы в атмосферу
|
№ пп |
Наименование выброса |
Кол-во образования выбросов по видам, г/сек |
Условие (метод) ликвидации, обезвреживания, утилизации |
Периодичность выбросов |
Установленная норма содержания загрязнений в выбросах, г/сек |
Примечание |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
|
1. |
Источник № 19- углеводороды- сернистыйангидрид- окись углерода- окислы азота- зола мазутная- сажа |
0,0640,5430,5200,4400,0000060,042 |
в атмосферув атмосферув атмосферув атмосферув атмосферув атмосферу |
Постояннов период эксплуатации |
0,0640,5430,5200,4400,0000060,042 |
ПечьП-1 |
|
|
2. |
Источник № 469- углеводороды- сернистыйангидрид- окись углерода- окислы азота- зола мазутная- сажа |
0,3860,5300,1720,4080,0000060,064 |
в атмосферув атмосферув атмосферув атмосферув атмосферув атмосферу |
Постояннов период эксплуатации |
0,3860,5300,1720,4080,0000060,064 |
ПечьП-2 |
|
|
3. |
Источник № 20- углеводороды- NaOH- H2S- NH3 |
1,1180,00200 |
в ПЛКВ ПЛК |
Постояннов период эксплуатации |
1,1180,00200 |
Насос-ные |
|
|
4. |
Источник № 22- углеводороды- NaOH- H2S- NH3 |
2,246000 |
В атмосферу, ПЛК |
Постояннов период эксплуатации |
2,246000 |
Техни-ческое обору-дование |
6.2 Характеристика свойств вредных веществ
а) Двуокись углерода (углекислый газ).
Бесцветный газ кисловатого запаха и вкуса. Наркотик, раздражает кожу и слизистую оболочку, в относительно малых концентрациях возбуждает дыхательный центр, в очень больших - угнетает. Вдыхание сопровождается изменением функции дыхания и кровообращения, вызывает головную боль, чувство тепла в груди, учащение сердцебиения, повышение кровяного давления, потливость, рвоту, нарушение зрения.
Меры помощи - свежий воздух, при нарушении дыхания искусственное дыхание, камфара, кофеин. Предельно допустимая концентрация в закрытых помещениях не должна превышать 0,05 % среднесуточной. Индивидуальная защита. При высоком содержании - шланговые противогазы типа ПШ-1, ДТШ-2.
б) Двуокись серы.
Бесцветный газ с резким запахом. Раздражает дыхательные пути, вызывает спазм бронхов и увеличение сопротивления дыхательных путей. Нарушение углеводородного и белкового обмена, угнетение окислительных процессов в головном мозгу, печени, селезенке, мышцах. Раздражает кровеносные органы. Ухудшается обоняние, понижается вкусовое восприятие, наблюдаются хронические заболевания дыхательных путей. Действие на кожу и глаза. Наблюдается ожог.
Неотложная помощь. Вынести пострадавшего на свежий воздух, освободить от стесняющей одежды. Ингаляция кислорода, промывание глаз, носа, полоскание 2 % раствором соды. Предельно допустимая концентрация 10 мг/м. Индивидуальная защита. Фильтрующий промышленный противогаз марки В.
в) Окись углерода (угарный газ).
Бесцветный газ без запаха и вкуса. Горит синим пламенем. Оказывает непосредственное токсичное действие на клетки, нарушает тканевое дыхание и уменьшает потребление тканями кислорода. При вдыхании небольших концентрации (до 1 мг/л) - тяжесть и ощущение сдавливания головы, сильная боль во лбу и висках, головокружение, шум в ушах, тошнота рвота.
Первая помощь. Пострадавшим следует немедленно вынеси на свежий воздух в лежачем положении. Освободить пострадавшего от стесняющей одежды и поместить в теплое место. Предельно допустимая концентрация 20 мг/м3. Индивидуальная защита - фильтрующий противогаз СО.
г) Окись азота.
Бесцветный газ без запаха и вкуса, наркотик. Оказывает токсическое действие на клетки. Смесь различных оксидов азота крайне неблагоприятна для организма человека.
7. Экономическая часть
7.1 Технико-экономическое обоснование
В настоящее время установка АВТ-1 относится к установкам по первичной переработке нефти. Эти установки определяют мощность всего НПЗ, так как продукты. АВТ служат сырьем для вторичной переработки, тем самым являются неотъемлемой частью нефтепереработки. Для обеспечения роста выпуска продукции необходимо изменение аппаратурного оформления.
Поэтому проектом предусматривается дооборудование установки АВТ-1(монтаж пластинчатого теплообменника), что позволит увеличить выпуск основной продукции и снизить выбросы вредных веществ в атмосферу, тем самым получить эффект (экономический и социальный)
Темой данной дипломной работы является дооборудование установки с целью снижения потерь бензина с жирным газом и определение необходимых технологических изменений по новому выпуску основной продукции.
Ниже приведен укрупненный расчет необходимых на модернизацию установки и текущих и капитальных затрат, связанных с нововведением Технико-экономическое обоснование основных решений дипломного проекта представлены в табл. 7.1.
Таблица 7.1. Технико-экономическое обоснование решений дипломного проекта
|
Недостатки существующей схемы производства |
Влияние этих недостатков на технико-экономические показатели |
Возможные варианты ликвидации недостатков |
Влияние выбранного варианта на технико-экономические показатели |
|
|
Потери бензина с жирным газом. |
Снижение объема производства основной продукции. |
Доохлаждениеи абсорбция жирного газа. |
Повышение сырьевых и энергетических затрат. Повышение годовой Сум-мы прибыли предприятия за счет увеличения объема производства.Уменьшение выбросов в атмосферу. |
7.2 Укрупненный расчет капитальных затрат
Капитальные затраты включают в себя расходы на приобретение, доставку, монтаж и техническую подготовку оборудования. В табл. 7.2 приведена стоимость устанавливаемого оборудования.
Таблица 7.2. Смета-спецификация на устанавливаемое оборудование
|
№ |
Наименование оборудования |
Кол-во |
Стоимость, тыс. руб. |
Стоимость всего оборудования, тыс. руб. |
|
|
1 |
Пластинчатый теплообменник |
1 |
2234 |
2234 |
|
|
2 |
Насос для откачки б/п. |
2 |
318 |
636 |
Сметная стоимость технологического оборудования приведена в табл. 7.3.
Таблица 7.3. Сводная смета единовременных затрат
|
№ |
Наименование затрат |
Сумма, тыс.руб. |
|
|
1 |
Стоимость закупаемого оборудования |
2870 |
|
|
2 |
Монтаж оборудования (20% от стоимости) |
574 |
|
|
3 |
Неучтенное оборудование (15% от стоимости) |
430.5 |
|
|
4 |
Транспортно заготовительские и складские расходы (6 % от стоимости) |
172,2 |
|
|
Всего технологического оборудования по первоначальной стоимости |
4046,7 |
||
|
5 |
Технологические трубопроводы (20% от стоимости) |
574 |
|
|
6 |
КиП и А (15% от стоимости) |
430 |
|
|
Всего |
5050,7 |
В результате дополнительные капитальные затраты на модернизацию составят 5050,7 тыс.руб.
7.3 Расчет амортизационных отчислений
А= КДОП · NA /100 (7.1)
Тогда сумма амортизационных отчислений составит:
КДОП - общее количество единовременных затрат, тыс руб.
NA - норма амортизационных отчислений (7 % - на устанавливаемое
оборудование и 1%-на ремонт оборудования)
ДСЭРО = 5050,7 •8/100= 404,056 тыс. руб.
7.4 Укрупненный расчет текущих затрат
Трудовые затраты.
Годовой фонд заработной платы останется без изменений. В связи с тем, что технология добавленного оборудования достаточно хорошо изучена.
Энергозатраты.
Но при этом энергозатраты (электроэнергия) повышаются. В ходе модернизации произведено внедрение нового оборудования (насос откачки бензина). Это приводит к повышению расходных норм электроэнергии на тонну сырья. В результате получим повышения расхода электроэнергии на 55 КВт/час (стоимость КВт - 1,46 руб.) Годовые затраты увеличатся на 674520 руб./ час.
Дополнительно потребуется 853,7 т/ч топливного газа. Стоимость топливного газа 861 руб./т. В результате получим повышение на 6176,469 тыс. руб./час.
Для доохлаждения бензина необходимо 35мі оборотной воды. Следовательно, получим перерасход 540,960 тыс. руб/год. Стоимость 1мі оборотной воды 1,84 руб/м3.
Накладные условно-постоянные затраты.
В результате роста выпуска происходит снижение накладных УПР на единицу продукции.
ДУПР= УПР1 · (В2- В1) (7.2)
ДУПР= 166,92 · 7171,08 = 1196,997 тыс. руб.
Повышение текущих затрат составит:
ДС = ДСУПР - ДССЭРО- ДСЭН (7.3)
ДС = 1196,997 - 404,056 - (674,520+ 540,960+ 6176,469)= -6599,01 тыс. руб.
Примечание. Знак (-) означает повышение суммы эксплуатационных затрат.
Себестоимость производства единицы продукции рассчитываем по формуле:
С = З/В, (7.4)
где З = 3071275,1 тыс. руб.- затраты на производство.
В= 302160 т.- годовой объем продукции.
С = 3071275,1/ 302160 = 10164,4 руб./т.
На основании ранее выполненных расчетов определим себестоимость продукции после модернизации с учетом повышения текущих затрат:
С= 10164,4 + 6599009/ 309331,08 = 10185,7 руб./т.
Затраты на производство З = 10185,7 · 309331,08 = 3150753,5 тыс. руб.
7.5 Расчет экономического эффекта
Расчет экономического эффекта производим по формуле:
Э = ?Пр - ЕДЕП • КДОП (7.5)
где Э - экономический эффект, тыс. руб.;
ЕДЕП - депозитная процентная ставка, %;
ЕДЕП = 20%
?Пр - прирост прибыли, тыс. руб.;
КДОП - дополнительные капиталовложения, тыс. руб.;
КДОП = 5050,7 тыс. руб.;
Прирост годовой прибыли рассчитываем по формуле:
ДП = ДРП -ДС, (7.6)
где ДС- изменение себестоимости продукции;
ДРП - изменение реализованной продукции.
Расчет прироста реализованной продукции приведен в табл. 7.4.
Таблица 7.4. Выпуск продукта
|
Вариант |
Количество, т |
Цена, руб/т |
Сумма, тыс.руб. |
|
Базовый:Бензин п/г |
302160 |
15324 |
4630299,8 |
|
Проектируемый:Бензин п/г |
309331,08 |
15324 |
4740189,4 |
ДРП = 4740189,4- 4630299,8 = 109889,6 тыс. руб.
ДП = 109889,6- 6599,01 = 103290,59 тыс. руб.
Ожидаемый экономический эффект от модернизации по формуле 7.5 составит:
Э = 103290,59- 0,2 • 5050,7 = 102280,45 тыс. руб.
Срок окупаемости проекта:
Т = КДОП / ?П (7.6)
Т = 5050,7/103290,59 = 0,05 года
В табл. 7.5. представлены технико-экономические показатели проекта.
Таблица 7.5. Технико-экономические показатели проекта
|
№ |
Показатель |
Ед. |
Значение |
|
|
1 |
Капитальные затраты на модернизацию |
тыс. руб. |
+5050,7 |
|
|
2 |
Объем производства продукциибылостало |
т/год |
302160309331,08 |
|
|
3 |
Рост выпуска |
%тн |
+2,4+7171,08 |
|
|
4 |
Дополнительный расход топливного газа по проектупроекту |
т/год |
+ 7163,6 |
|
|
5 |
Цена топлива |
руб/т |
861 |
|
|
6 |
Дополнительный расход оборотной водыпо проекту |
м3/год |
+ 306600 |
|
|
7 |
Цена оборотной воды |
руб/м3 |
1,84 |
|
|
8 |
Дополнительный расход эл.энергиипо проекту |
КВт/год.% |
+ 4818003,13 |
|
|
9 |
Цена эл. энергии |
руб/КВт |
1,46 |
|
|
10 |
Увеличение по текущим затратамв том числе за счет:-экономии по удельным накладнымУПР-перерасхода по СЭРО-перерасхода по энергозатратам(электроэнергия, топливо)?С |
тыс. рубтыс. рубтыс. рубтыс.руб |
+6599,01-1196,997+404,056+7391,95 |
|
|
11 |
Цена продукции |
руб./т |
15324,4 |
|
|
12 |
Себестоимость на 1 тонну-было-стало |
руб./т |
10164,410185,7 |
|
|
13 |
Реализованная продукция-было-стало |
тыс. руб./год |
4630299,84740189,4 |
|
|
14 |
Прирост реализованной продукции |
тыс.руб./год % |
+109886,6+ 2,4 |
|
|
15 |
Прирост прибыли |
тыс.руб./год |
+103290,59 |
|
|
16 |
Экономический эффект |
тыс.руб. |
102280,45 |
|
|
17 |
Срок окупаемости |
лет |
0,05 |
Вывод
Проектом предусматривается изменение аппаратурного оформления (монтаж пластинчатого теплообменника), для дополнительного охлаждения газопродуктовой смеси. В технологической части показана техническая возможность этого, а укрупненный расчет изменение затрат (капитальных и текущих) подтвердил экономическую целесообразность проекта: рост объема производства 2,4% , увеличение реализованной продукции и прибыли. Ожидаемый экономический эффект составит 102280,45 тыс. руб.
Заключение
Цель выпускной квалификационной работы - дооборудование установки АВТ-1 с целью снижения компонентов бензина с жирным газом.
В данном дипломном проекте были произведены расчеты шатровой печи П-1, ректификационных колонн К-1, К-2, аппаратов воздушного охлаждения ХВ-1, ХВ-2.
Подобные документы
Проектирование рекуперативных теплообменных аппаратов. Тепловой конструктивный расчёт рекуперативного кожухотрубчатого теплообменника, а также тепловой расчёт пластинчатого теплообменника. Расчет гидравлических сопротивлений при движении теплоносителей.
курсовая работа [562,3 K], добавлен 29.12.2010Выбор типа установки и его обоснование. Общие энергетические и материальные балансы. Расчёт узловых точек установки. Расчёт основного теплообменника. Расчёт блока очистки. Определение общих энергетических затрат установки. Расчёт процесса ректификации.
курсовая работа [126,9 K], добавлен 21.03.2005Выбор двигателя и кинематический расчет привода. Подбор материала и расчёт допускаемых напряжений. Проверочный расчёт зубьев на контактную прочность и проверка передачи на отсутствие растрескивания. Подбор шпонок и проверка шпоночных соединений.
курсовая работа [355,1 K], добавлен 02.05.2009Классификация теплообменных аппаратов. Расчёт гидравлического сопротивления теплообменника. Расчет холодильника первой ступени. Вычисление средней разности температур теплоносителей. Расчет конденсатора паров толуола и поверхности теплопередачи.
курсовая работа [688,1 K], добавлен 17.11.2009Технические описания, расчёты проектируемой установки. Принцип работы технологической схемы. Материальный и тепловой расчёт установки. Конструктивный расчёт барабанной сушилки. Подбор комплектующего оборудования. Расчёт линии воздуха и подбор вентилятора.
курсовая работа [2,5 M], добавлен 17.10.2010Назначение аппарата воздушного охлаждения для конденсации паров бензина, его место в технологической схеме блока АТ. Классификация воздухоподающих устройств и трубных секций. Расчет температуры начала и конца конденсации. Тепловая нагрузка конденсатора.
курсовая работа [198,3 K], добавлен 04.06.2012Материальные и тепловые расчеты. Расчет изоляции и обечайки аппарата. Расчет теплообменника на прочность. Проверка прочности, устойчивости и крепления труб. Расчет фланцевых соединений. Строповые устройства и опоры. Расчет теплообменного аппарата.
курсовая работа [256,3 K], добавлен 12.10.2012Характеристика теплообменника с плавающей головкой (конструкция, размеры, рабочая среда). Выбор конструкционного материала. Расчет деталей на прочность и подбор стандартных или унифицированных деталей. Требования к изготовлению и параметры теплообменника.
курсовая работа [583,1 K], добавлен 21.03.2012Подбор и расчёт корпусных элементов аппарата и рубашки, штуцеров и люка. Выбор, проверка прочности и жесткости фланцевых соединений. Расчёт вала и элементов мешалки. Подбор опор, построение эпюр напряжений и деформаций для корпусных элементов аппарата.
курсовая работа [1,8 M], добавлен 06.03.2013Схема пастеризационно-охладительной установки и особенности конструирования пластинчатых теплообменников. Основная схема компоновки многопакетных пластинчатых аппаратов. Расчёт комбинированного пластинчатого аппарата для пастеризации и охлаждения молока.
курсовая работа [379,6 K], добавлен 17.11.2014
